Tese: Água otimizada:Impacto da composição da água injetada no fator de recuperação de testes de deslocamento em meio poroso
Aluno(a) : Letícia BerniOrientador(a): Márcio Carvalho e Raphael Augusto Mello Vieira
Área de Concentração: Petróleo e Energia
Data: 17/03/2017
Link para tese/dissertação: http://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.30932
Resumo: Pelos últimos 20 anos tem sido observado, tanto em escala de laboratório quanto em piloto de campo, que a água injetada em um reservatório de petróleo pode ter papel adicional além de simplesmente deslocar o óleo em direção ao poço produtor. A composição desse fluido, quando otimizada, sob determinadas circunstâncias, pode alterar a molhabillidade da formação no sentido de menor molhabilidade ao óleo, levando a maiores fatores de recuperação (FR). Tratando-se de ajuste composicional de fontes de água já existentes, a injeção de água otimizada pretende ser um econômico competidor para outros métodos de Recuperação Avançada de Petróleo (EOR), como métodos químicos, ainda mais em cenários offshore. Alguns pesquisadores inclusive veem essa técnica como uma possível viabilizadora de outros métodos de EOR. Em águas de menor salinidade e dureza, por exemplo, poder-se-ia utilizar menor quantidade de polímeros e surfactantes. O presente trabalho busca relacionar e discutir possíveis mecanismos em pauta na literatura com os resultados de 10 (dez) testes de escoamento bifásico óleo/água para 2 (dois) cenários carbonatos e 1 (um) arenito. Amostras de rocha e óleo de reservatórios reais, em condições experimentais de temperatura e pressão próximas da realidade foram utilizadas. O principal objetivo foi estudar o efeito do Ca, Mg, SO4, NaCl e temperatura no fator de recuperação e curvas de permeabilidade relativa óleo-água. Em relação a carbonatos, avaliou-se se Ca/Mg e SO4 tinham algum papel na alteração da molhabilidade da formação e, em caso positivo, se esse efeito era exacerbado em ambiente de baixa salinidade. Em relação a reservatórios areníticos, comparou-se a injeção de água dessulfatada com água de baixa salinidade (água do mar diluída 20 e 100 vezes). Dos testes de deslocamento realizados em amostras de arenito, observou-se que água do mar diluída, injetada após água do mar dessulfatada foi capaz de acrescer o FR em 1,3% e 4,4% e em reduzir o Sor em 1,1% e 3,2%. Observou-se também que, água diluída injetada de forma secundária gerou fatores de recuperação 3,9% e 7,4% maiores e Sor 3% e 6% menores, quando comparada ao caso base água dessulfatada. Quanto ao cenário carbonato de alta temperatura avaliado (95°C), observa-se que água otimizada, quando injetada após água do mar dessulfatada, foi capaz de aumentar o FR em 15,3% e diminuir o Sor em 12,1%. Ainda, quando se introduziu água otimizada de forma secundária, observou-se redução no Sor em 4,6% e aumento do FR em 5,9% quando comparado com a injeção usual de água. No carbonato B, injeção da água otimizada após água dessulfatada levou a um acréscimo de 10,1% no fator de recuperação e diminuição de 7,1% na saturação de óleo residual. Ainda, com água otimizada introduzida de forma secundária, o Sor e FR foi 5,7% menor e 8,1% maior, respectivamente, quando comparado com a injeção de água normalmente salina. E principalmente, tanto no cenário arenito quanto nos carbonatos, não houve produção adicional de óleo quando injetado água do mar após a injeção de água otimizada. Isso corrobora a ideia de que o fluido customizado permitiria atingir o máximo de eficiência de deslocamento.